老油田滾動開發的創新思路和實踐

摘 要：該文以南海東部陸豐油田FSOU單點系泊系統升級改造及移位項目為例，介紹了陸豐油田群為適應油田滾動開發需求，適時對油田布局進行調整。該措施不僅解決了新油田對老油田老設施的依賴，提高了整個油田生產安全保障性，也減少油田間油液長途輸送的能耗。同時，通過對輸送通道的擴容，解決了原有輸送通道輸送能力不足的問題，破解了依托老油田滾動開發的制約瓶頸。

關鍵詞：老油田 滾動開發 FSOU 單點系泊系統 油田流程改造

中圖分類號：P618.130.8 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2015）01（b）-0254-03

陸豐油田群位于中國南海珠江口盆地，距香港東南約200 km，由LF13-1，LF13-2和LF7-2油田組成。油田設施包括LF13-1DPP平臺，LF13-2DPP平臺，LF13-2WHP平臺，“南海盛開”號FSOU（Floating Storage and Offloading Unit，以下簡稱FSOU）以及正在建設的LF7-2平臺。LF13-2WHP和LF13-2DPP以棧橋連接，LF13-2DPP和LF13-1平臺之間以一根12 km 12英寸海管連接，LF13-1平臺和FSOU以一根2000 m 6寸輸油軟管連接。

陸豐油田群各個油田在不同時期開發，且開發的時間跨度較大。1993年中海油和日本JHN公司合作開發LF13-1油田，由LF13-1平臺和FSOU組成。后期中海油獨立開發了陸豐13-2油田，分別于2005年建成了LF13-2WH平臺，2011年建成LF13-2DPP平臺。2013年中海油和美國新田公司合作開發的LF7-2油田也正在建設中。

陸豐油田群按原規劃建成后，整個油田設施將呈串聯布局（見圖1）。LF7-2生產的純油（處理后達銷售標準原油）通過13 km海底管道送到LF13-2 DPP平臺，LF13-2 WHP和LF13-2DPP（兩平臺通過棧橋連接）油液一起經過LF13-2 DPP平臺一級分離處理，再和LF7-2平臺送來的純油混合后通過已有的12 km海底管線（12寸）輸送至LF13-1平臺，經在LF13-1平臺處理合格后，再通過軟管輸送到FSOU儲存、外輸。外輸終端FSOU每隔一段時間（5～7天）由提油輪尾靠外輸（tandem mooring）。

1 老油田滾動開發遇到的問題

利用老油田進行滾動開放，雖然可以有效依托老油田設施以減少周邊新油田開發投資，但是由于老油田原先設計并沒有考慮后期開發油田的接入，因此均存在局限性。陸豐油田依托老油田滾動開發的局限性具體表現在如下幾個方面。

1.1 FSOU及單點系泊系統達到設計使用壽命

FSOU單點系泊系統于1993年建成，水下單點系泊系統和輸油軟管均老舊且不同程度損壞。為保證油田后續的安全，均要求更新。同時FSOU按照船級社規范要求以及自身狀況原因，也需要于2012年進塢進行大修。

1.2 原單點設計輸送能力不足

隨著油田的后續開發，LF13-1平臺到FSOU的原有的6英寸輸油軟管以及FSOU上6英寸的單點通道和滑環不能滿足油液輸送需求，油田產能無法充分釋放，擴容需求迫切。

1.3 油田布局不合理

現有油田流程如圖3所示整個油田呈串聯布局，隨著新油田的開發，陸豐油田群的產量將大大增加，產量構成的主力也將轉移至LF13-2和LF7-2油田，到2014年LF13-2和LF7-2油田產量占整個油田群產量的80%以上，將如此大量的油液進行長途輸送耗能巨大。

同時，陸豐7-2平臺出來的原油為經過二級處理的合格銷售原油，通過海底管道輸送到LF13-2DPP后，和陸豐13-2生產的含水20%的原油混合后再一起輸送到LF13-1平臺，再由LF13-1平臺進行二級脫水處理，造成了原油重復處理的能耗浪費。

1.4 老齡平臺LF13-1難再擔重任

LF13-1平臺建于1993年，屬老齡平臺，設計壽命已到期。平臺又經過多次改造，結構強度接近極限，繼續使用需要對平臺進行延壽。平臺各個設備也面臨老化，把整個油田群的油液集輸到LF13-1平臺進行處理，對油田群生產安全性、保障性是個嚴峻挑戰。

2 解決方案的提出

中海石油（中國）有限公司深圳分公司在統籌規劃的基礎上，確定了單點移位和改造方案（如圖2）。即把FSOU移位到LF13-2油田，在LF13-2平臺西北面新建一座單點，鋪設從陸豐13-2DPP到FSOU單點的8寸輸油軟管（約2000 m），在塢修期間對FSOU轉塔通道進行擴容（由原來6寸擴容到8寸）。對LF13-2DPP平臺和LF13-1平臺進行流程適應性改造。

FSOU完成塢修后回油田接入新建單點。移位后整個油田的流程如圖4所示。

LF13-1油液反向輸送到LF13-2DPP和LF13-2DPP，LF13-2WHP油液混合后進行二級處理成合格原油，再和LF7-2輸送過來的合格原油混合，經過8寸輸油軟管輸送到FSOU。

3 FSOU移位方案的研究和結論

進行單點移位涉及的問題較多，其中最關鍵的技術問題為以下幾個方面。

（1）新單點位置是否滿足單點系泊系統的安裝要求。

（2）LF13-2和LF13-1之間海管是否滿足反輸條件。

（3）平臺改造是否可行（包括平臺強度，工藝等）。

（4）轉塔通道、滑環等擴容是否可行等。

3.1 FSOU單點位置的選取和確定

FSOU的新位置綜合考慮了全年當中來自西北方向的風的概率最小（包括臺風和冬季季風），同時參考了原來FSOU和陸豐13-1平臺的相對位置關系，將新建單點位置布置在LF13-2DPP的西北方向約2 km處。即在此處FSOU外輸卸油時，船艉朝向LF13-2DPP平臺的概率最小，最大程度的減小了卸油時穿梭油輪距離已建平臺過近的風險。

陸豐13-1平臺處水深約147 m，陸豐13-2平臺處水深約132 m，風、浪、流主極值與水位條件基本相同。根據現有的資料分析，兩地的條件基本相似。后期地質條件與土壤條件經過勘察，也確認了可以滿足單點安裝的需求。

3.2 海管反向輸送的校核

FSOU移位后，LF7-2所產流體在其平臺經兩級處理后，成合格原油，計量后通過13 km新建海管輸送到LF13-2DPP平臺。LF13-1所產油液在LF13-1平臺經一級處理后，通過LF13-2至LF13-1海底管線反輸至LF13-2 DPP平臺。在LF13-2 DPP平臺，LF13-1來液和LF13-2油液一起進行二級處理成合格原油，再會合LF7-2原油，通過LF13-2平臺至FSOU的軟管輸送至FSOU。由于LF7-2到LF13-2DPP海管尚未建設，在開始設計時進行考慮即可。主要需要校核的是LF13-2至LF13-1的海管是否能夠滿足反向輸送的要求。

LF13-2至LF13-1混輸海底管線全長12 km，采用雙層保溫管結構，內徑為12英寸，保溫層厚度為25 mm，總傳熱系數為1.6 W/m2·℃。該管線原設計用于輸送LF13-2油田原油到LF13-1平臺。由于陸豐13-1平臺產量較低，現有管線是否能夠滿足最小輸液量的要求需要校核。

通過校核（具體校核過程不在此描述），LF13-1平臺油液通過逐年增加摻水的方式，能夠滿足管線最低輸油量的要求。

3.3 平臺流程改造的設計和校核

（1）移位后LF13-2DPP將作為陸豐油田群的中心平臺，主要的改造工作量包括以下方面。

①在LF13-2DPP上增加一個電脫水器及3臺電脫水器進料泵，主要處理LF13-2和LF13-1產液。LF7-2已處理成合格原油，只有產量低因保證海管流動安全需要摻水輸送時再進入新增的電脫水器進行處理。

②增加一個小電脫水器專門處理來自陸豐13-1油田生產的部分原油，作為LF13-2DPP處理燃料油（LF13-2油田原油閃點較低，不滿足平臺作為燃油條件），則LF13-2DPP電站不用外運燃料油，可降低操作成本。

③可去掉原LF13-2DPP上的一個原油儲存罐，原有分離器前沉降罐的規格考慮滿足36小時運行的供油量，保留一個儲罐可以滿足要求。

④在LF13-2DPP上預安裝一個立管，用于連接與FSOU相連接的8\"軟管。

⑤新增一套通訊系統。

（2）LF13-1平臺的改造工作

由于改變輸油方向，從LF13-1平臺反輸至LF13-2平臺，LF13-1平臺原有收球筒更換為發球筒以及相關管線改造，停止一個為LF13-2設置的生產系列，停用二級電脫裝置以及其他相關改造。

通過對改造流程后涉及的各個方面，包括平臺結構強度，油液輸送保障性，設備設施處理能力，消防能力，控制系統等均進行了逐項計算和校核，對于達不到要求的，通過重新設計，保證了改造后的平臺，海管等各項設備設施滿足油田各個階段的安全生產需求。

3.4 內轉塔升級擴容改造

FSOU內轉塔是建于1993年，由SOFEC整體提供。利用塢修，在對轉塔進行10年延壽的同時，對內轉塔實施擴容改造，轉塔通道和滑環由6寸擴容到8寸（如圖5）。轉塔是船體連接水下單點以及油輪和水下油、液、電等通道的關鍵設施，各項關鍵技術目前都掌握在國外少數專業公司手中。本項目成功解決了轉塔擴容、延壽的許多關鍵技術問題，特別是以下幾個技術難題的解決，確保了項目的成功。

（1）轉塔核心設備-生產滑環，電滑環，氣滑環的擴容。

（2）在狹窄空間內對精密構件實施擴容。

（3）新舊設備的嚙合，特別是擴容改造后塔臺底部和新造浮筒的嚙合和水密。

（4）600 t塔臺整體頂升后進行主軸承的維修和延壽。

4 項目實施效果和結論

陸豐單點移位項目于2012年9月順利完工，通過兩年的安全穩定的運行，驗證項目的成功。FSOU移位后，給油田帶來了以下益處。

（1）FSOU移位以后大大提高了陸豐油田群的生產安全性，LF13-2油田和LF7-2油田的生產安全不受LF13-1平臺的影響；而LF13-1平臺可拆除或停用部分設備，降低平臺結構負荷，也提高了平臺的安全性。

（2）LF13-2油田和LF7-2油田的生產潛力和周邊潛力油田可以得到較為充分挖掘，不受LF13-2DPP到LF13-1平臺間的海管以及LF13-1老平臺的制約。

（3）LF7-2處理合格的原油可以直接進入FSOU，減少二次處理，并降低12公里海管管輸能耗，具有顯著的節能效果。

（4）根據LF13-1平臺生產經驗，LF13-2DPP可以使用LF13-1平臺原油作為燃料油（LF13-2油田原油由于閃點太低的原因，經論證不適合作為燃料油），則LF13-2DPP平臺不需要外運燃料油，可大大降低其操作成本。

（5）利用FSOU塢修時機，通過研究單點移位，成功實現了單點系泊系統的大型綜合延壽擴容改造，它的成功，為其它老油田區域滾動開發以及油田資源優化整合提供借鑒。

參考資料

[1]南海盛開號FSOU單點系統延壽評估報告[R].

[2]中海油研究總院.關于“南海盛開號”FSOU移位專題研究報告[R].

[3]LUFENG FSOU 13-2 ANCHOR LEG SYSTEM DESIGN REPORT.

[4]項目組內部.陸豐單點移位項目總結報告[R].

[5]LF7-2油田開發工程環境影響報告書[R].

[6]“南海盛開”單點系泊系統升級改造及移位項目平臺改造HAZOP分析報告[R].

[7]DNV Rules for planning and execution of Marine Operations.

[8]IMCA D014：IMCA International Code of Practice for Offshore Diving.

[9]IMCA D010：Diving Operations from Vessel Operating in Dynamically Positioned Mode.